Коэффициент эксплуатации скважин формула

Добыча жидкости Q_ж — суммарная добыча нефти и воды в единицу времени (год, месяц). Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение какого-то времени безводного периода эксплуатации скважин добывают чистую нефть. По большинству месторождений рано или поздно продукция их начинает обводняться. С этого момента времени добыча жидкости превышает добычу нефти.

В нашей стране добыча нефти и жидкости измеряется в весовых единицах - тоннах. За рубежом - в объемных — m³. В США, Великобритании и в Канаде и ряде других стран - в баррелях, 1 баррель = 159 литрам, в 1 м³ = 6,29 баррелей.

Дебит нефти, воды и жидкости q_н, q_в, q_ж – соответственно отношение добычи нефти, воды или жидкости ко времени работы скважины за месяц или за год. Рассчитывается, как на отработанное время, так и на календарное. Единица измерения – т/сут*скв.

Обводненность - это отношение добываемой воды к общему количеству добытой жидкости за период (год, месяц). Измеряется в долях ед. и %:

Водонефтяной фактор – отношение добытой воды к нефти. Текущий и накопленный

Добыча газа Q_г. Этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения. Добычу газа характеризуют с помощью газового фактора, т.е. отношения объема добываемого из скважины за единицу времени газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче за ту же единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор, как технологический показатель разработки, определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти.

При разработке месторождения с поддержанием пластового давления выше давления насыщения газовый фактор остается неизменным и поэтому характер изменения добычи газа повторяет динамику добычи нефти. Если же в процессе разработки пластовое давление будет ниже давления насыщения, то газовый фактор изменяется следующим образом. Во время разработки на режиме растворенного газа средний газовый фактор вначале увеличивается, достигает максимума, а затем уменьшается и стремится к нулю при пластовом давлении, равном атмосферному. В этот момент режим растворенного газа переходит в режим гравитационный.

Расход нагнетаемых в пласт агентов (Q_з) и их извлечение вместе с нефтью (и газом). При осуществлении различных технологических процессов извлечения нефти и газа из недр (в том числе для поддержания пластового давления) в пласт закачивается вода, вода с добавками химреагентов, газ и другие вещества.

Основной показатель, характеризующий процесс закачки – компенсация отбора жидкости закачкой воды: текущая и накопленная. Измеряется в долях ед. и %.

При составлении проектов разработки величина принимается равной 115% для обеспечения потерь по пути следования закачиваемой воды и потерь на трение.

Рассмотренные показатели отражают динамическую характеристику процесса извлечения нефти, воды и газа. Для характеристики процесса разработки за весь прошедший период времени используют интегральный показатель — накопленную добычу (∑Q_н, ∑Q_ж). Накопленная добыча нефти и жидкости отражает количество добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, т.е. с момента пуска первой добывающей скважины.

В отличие от динамических показателей накопленная добыча может только увеличиваться. Со снижением текущей добычи темп увеличения соответствующего накопленного показателя уменьшается. Если текущая добыча равна нулю, то рост накопленного показателя прекращается, и он остается постоянным.

Фонд скважин.Скважины представляют собой основную составляющую системы разработки нефтяных месторождений, из них добывается нефть и попутные компоненты, они служат для получения всей информации о залежи, для управления процессом разработки. Скважины по своему назначению подразделяются на следующие основные группы: добывающие, нагнетательные, специальные и вспомогательные.

Добывающие скважины составляют наибольшую часть фонда скважин. Предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов.

Нагнетательные скважины предназначены для закачки в пласт различных агентов (воды, газа, пара) с целью обеспечения эффективной разработки залежей нефти.

Специальные скважины предназначены для проведения различного рода исследования с целью изучения параметров и состояния разработки залежей месторождений. Среди них выделяют две подгруппы - оценочные и контрольные. Первые бурят для оценки нефтегазонасыщенности пластов. Вторые подразделяются на пьезометрические и наблюдательные.

Вспомогательные скважины подразделяют на водозаборные и поглощающие.

Фонд скважин каждого эксплуатационного объекта находится в постоянном движении. Изменяется общее количество добывающих скважин: на I, II стадиях - растет, на III, IV - уменьшается.

Количество нагнетательных скважин увеличивается по мере развития системы заводнения. Скважины могут переходить из одной группы в другую.

Помимо рассмотренных абсолютных показателей, выражающих количественно добычу нефти, воды и газа, используют и относительные, характеризующие процесс извлечения продуктов пласта в долях от запасов нефти.

Темп отбора от НИЗ. Из курса геологии вам известно такое понятие, как начальные извлекаемые запасы нефти (НИЗ). При анализе разработки любого объекта используются такие показатели, как темп отбора от НИЗ и степень выработки НИЗ. Темп разработки Z(t), изменяющийся во времени t, равен отношению текущей добычи нефти Q_H(t) к извлекаемым запасам месторождения

Этот показатель изменяется во времени, отражая влияние на процесс разработки всех технологических операций, осуществляемых на месторождении, как в период его освоения, так и в процессе регулирования.

Из формулы видно, что изменение во времени темпа разработки происходит аналогично изменению добычи нефти. Для характеристики системы разработки очень часто используется понятие максимального темпа разработки Z_max

, где

Q_Hmax - обычно добыча нефти во II период разработки.

Аналогично определяется темп отбора жидкости

Темп разработки является мерой активности системы разработки.

Степень выработки начальных извлекаемых запасов нефти (НИЗ) – отношение накопленной добычи нефти к НИЗ. При чем сопоставление величины текущей обводненности продукции скважин со значением степени выработки запасов может нам косвенно указывать на то, достаточно ли благополучно разрабатывается объект. Что это значит: при равенстве этих показателей можно говорить о корректной разработке объекта.

Если степень выработки отстает по своей величине от обводненности продукции скважин, то необходимо применять меры по устранению этого. Анализ показателей разработки во времени позволит сделать нам вывод либо для применения технологий по интенсификации добычи нефти, либо о масштабном воздействии той или иной технологией на изменение динамики разработки.

Нефтеотдача. Величина запасов нефти той или иной залежи связана со степенью извлечения нефти из недр, которая представляет собой отношение возможной суммарной добычи нефти к балансовым (геологическим) запасам нефти в пласте.

Это отношение, называемое коэффициентом нефтеизвлечения или нефтеотдачи, имеет вид:

, , где

η_пр – проектный коэффициент нефтеизвлечения

η – текущий или фактический коэффициент нефтеизвлечения

Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к ее начальным запасам. Конечная нефтеотдача - отношение количества добытой нефти в конце разработки начальным запасам.

Q_изв – извлекаемые запасы нефти

Q_бал – балансовые запасы нефти

∑Q_н – накопленный отбор нефти

В идеальном случае коэффициент нефтеотдачи стремится достичь величины коэффициента вытеснения, т.е. того значения, которое максимально возможно извлечь из пласта с конкретными геолого-физическими характеристиками. Но так как процесс вытеснения нефти зависит от многих факторов: структуры и характеристики коллектора, неоднородности, свойств, насыщающей его нефти, системы размещения скважин, сетки скважин, то нефтеотдачу можно представить в виде:

h =b_выт b_{охв зав} . b_{охв выт}

где:

Коэффициент вытеснения – отношение количества нефти, вытесненной при длительной интенсивной промывке порового пространства, куда проник рабочий агент (вода) к начальном количеству нефти в том же объеме. Определяется экспериментально на керне.

Коэффициент охвата заводнением – отношение количества нефти, вытесненного из промытого объема порового пространства, в который прошла закачиваемая или законтурная вода при промывке его до заданной обводненности продукции скважин, к количеству нефти, вытесненному из того же объема при полной его промывке, т.е. к количеству нефти, определяемому коэффициентом вытеснения.

Коэффициент охвата пласта процессом вытеснения – это отношение суммы объемов коллекторов, охваченных процессом вытеснения нефти, к общему объему коллекторов, содержащих нефть.

Нефтеотдача определяется не только для одного пласта, объекта, но и для месторождения в целом, для группы месторождений и даже no нефтедобывающему региону и по стране.

Конечная нефтеотдача определяется не только возможностями технологии разработки нефтяных месторождений, но и экономическими условиями.

Распределение давления в пласте. В процессе разработки нефтяных
месторождений давление в пласте постоянно изменяется. На отдельных
участках пласта оно будет различным. В районе нагнетательных скважин будет
повышенное давление, в районе добывающих - пониженное.

Для оценки используют среднее или средневзвешенное по площади давление. В качестве показателей разработки используют давления в характерных точках пласта - на забоях нагнетательных скважин - Р_н, на забоях добывающих скважин — Рн. На линии нагнетания Р_н^'на линии отбора Р_с'.

Важно определять также перепады давлений между забоями нагнетательных и добывающих скважин, как разность Р_н - Р_с = dР.

Давление на устье добывающих скважин. Задается исходя из требований обеспечения сбора и транспорта нефти, газа и воды от устья скважин к нефтепромысловым установкам.

Пластовая температура. Это природный фактор. Может изменяться за счет закачки в пласт больших объемов холодной воды или наоборот теплоносителей пара, горячей воды.

Все показатели, присущие данной технологии извлечения нефти из недр взаимосвязаны между собой, изменение одних показателей разработки влечет за собой изменение других.

studopedia.ru

4. Расчет технологических показателей работы «средней» скважины

Среднесуточный дебит эксплуатационных скважин:

, (4.1)

где – годовой отбор газа;

–коэффициент эксплуатации скважин;

–количество эксплуатационных скважин.

Среднесуточный дебит находим по формуле

тыс. м³

, (4.2)

где – коэффициенты фильтрационного сопротивления.

Далее по формуле 4.2 рассчитываем забойное давление:

МПа

Зная находим:

МПа;

;

К;

;

;

МПа.

Вычислив , повторяем цикл расчетов:

МПа;

;

;

;

МПа;

МПа;

.

принимаем равным 13,25МПа.

Таблица 4.1 Технологические показатели работы «средней» скважины

Время разработки, год	Среднесуточный дебит, тыс.м3/сут.	Забойное давление, МПа	zср	Θ, 10-5	S	Устьевое давление, МПа
i+1	226,6	14,97	0,84203	5,05350	0,1220992	13,25
i+2	226,6	14,46	0,84311	5,05918	0,1219420	12,80
i+3	226,6	13,94	0,84444	5,06616	0,1217499	12,34
i+4	226,6	13,43	0,84602	5,07442	0,1215231	11,90
i+5	226,6	12,92	0,84784	5,08399	0,1212614	11,45

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основным видом деятельности ОАО «Юганскнефтегаз», входящей в состав нефтяной компании « ЮКОС », является нефтедобыча.

Выбор метода воздействия на нефтяные залежи определяется рядом факторов, наиболее существенными из которых являются геолого-физические характеристики залежей, технологические возможности осуществления метода на данном месторождении и экономические критерии. Перечисленные выше методы воздействия на пласт имеют многочисленные модификации и, в своей основе, базируются на огромном наборе составов используемых рабочих агентов. Поэтому при анализе существующих методов воздействия имеет смысл, в первую очередь, использовать опыт разработки месторождений Западной Сибири, а также месторождений других регионов с аналогичными Приобскому месторождению свойствами коллекторов (в первую очередь низкую проницаемость коллекторов) и пластовых флюидов.

Список литературы

1. «Геология нефтяных и газовых месторождений». Г.А. Габриэляц. Москва, «Недра», 1989 г.

2. Отчеты по повышению нефтеотдачи пластов на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз». Нефтеюганск, 1999-2007 гг.

3. Технологическая схема разработки Приобского месторождения Москва, Инжиниринговый центр “ЮКОС”,1999 г.

4. Геологический отчёт по Приобскому месторождению за 2008 г.

5. Технико-экономическое обоснование освоения Приобского месторождения, СибНИИНП 1993 г.

6. «Гидравлический разрыв пласта». П.М. Усачев. Москва, «Недра», 1996 г.

7. «Технология и техника эксплуатации нефтяных и газовых скважин». Ю.В. Зайцев. Москва, «Недра», 1996 г.

8. «Технология и техника добычи нефти и газа». И.М. Муравьев, А.И. Жуков, М.Н. Базлов, Б.С. Чернов. Москва, «Недра», 1971 г.

9. «Расчеты в добыче нефти». И.Т. Мищенко. Москва, Недра, 1989 г.

10. «Техника и технология добычи нефти». В.И. Щуров. Москва, Недра, 1983 г.

11. «Подземный ремонт скважин». А.Г. Молчанов. Москва, «Недра», 1999 г.

12. Журнал «Нефть и капитал», 1999 г., №6; 1997 г., №10.

13. Журнал «Нефтяное хозяйство», 2006 г., №2.

14. «Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности». Москва, «Недра», 1974 г.

15. «Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений». В. Е. Гавура. Москва. ВНИИ Организации, управления и экономики нефтегазовой промышленности, 1999 г.

16. «Введение в Безопасность жизнедеятельности». Русак О. Н. Москва, ГТА, 1991 г.

17. «Охрана труда в нефтяной промышленности». Сулейманов М.М. и др. Москва, Недра, 2003 г.

18. Система стандартов безопасности труда (ССБТ). ГОСТ.

studfile.net

Смотрите также

• 
  Искусственный забой скважины это
• 
  Бурение скважин на воду думиничи
• 
  Как залить яйцо в замочную скважину
• 
  Прибор в виде цилиндра для подъема нефти из скважины
• 
  Газовый фактор нефтяной скважины это
• 
  Можно ли поливать огурцы холодной водой из скважины
• 
  Приборы для исследования скважин
• 
  Забивная скважина на воду своими руками
• 
  Производство кессонов для скважин
• 
  Затрубное пространство скважины это
• 
  Воротиловская глубокая скважина